引用本文
张才智, 唐锰, 强微, 苏明, 周瑾瑶, 刘波, 方肖. 陕北安塞南长612油层产能差异的控制因素 [J]. 录井工程, 2020,31(4): 158-163.
ZHANG Caizhi, TANG Meng, QIANG Wei, SU Ming, ZHOU Jinyao, LIU Bo, FANG Xiao. Controlling factors of productivity difference of Chang 612 oil bearing formation in the south of Ansai,Northern Shannxi [J]. Mud Logging Engineering, 2020,31(4): 158-163.
Doi:10.3969/j.issn.1672-9803.2020.04.025  
Permissions
Copyright©2020, 《录井工程》杂志社
《录井工程》杂志社 所有
陕北安塞南长612油层产能差异的控制因素
张才智, 唐锰, 强微, 苏明, 周瑾瑶, 刘波, 方肖
中国石油长庆油田分公司第一采油厂

作者简介: 张才智 高级工程师,1982年生,2006年毕业于长江大学,现在中国石油长庆油田分公司第一采油厂主要从事油田勘探开发工作。通信地址:716009 陕西省延安市河庄坪镇。电话:15991113172。E-mail:zhangcz_cq@petrochina.com.cn

收稿日期: 2020-11-20
摘要

陕北安塞南勘探区长612油藏复杂的地质特征导致探评井产能差异大,是目前制约勘探开发的关键因素,在油藏地质特征研究的基础上,从细化沉积微相、划分成岩相带、储集层微观特征等方面进行了系统分析。研究表明:影响探评井产能差异的宏观因素是沉积微相与成岩相的差异,微观因素是非均质性造成的储集层微观特征的差异。中高产探评井分布于Ⅰ类水下分流河道,成岩相带处于绿泥石薄膜胶结-粒间孔相,储集层粒间孔、绿泥石含量高,物性好;低产与纯产水探评井分布于Ⅱ类水下分流河道、河道侧缘,成岩相带处于长石溶蚀相、压实压溶-微孔相、碳酸盐胶结-致密相,储集层粒间孔、绿泥石含量低,物性差。在勘探开发过程中,依据Ⅰ类水下分流河道与绿泥石薄膜胶结-粒间孔相带的展布,优选出有利含油区带,指导探评井部署。

关键词: 安塞南勘探区; 长612油层; 产能差异; 沉积微相; 成岩相; 储集层微观特征
中图分类号:TE132.1 文献标志码:A
Controlling factors of productivity difference of Chang 612 oil bearing formation in the south of Ansai,Northern Shannxi
ZHANG Caizhi, TANG Meng, QIANG Wei, SU Ming, ZHOU Jinyao, LIU Bo, FANG Xiao
No.1 Oil Production Plant of PetroChina Changqing Oilfield Company,Yan'an,Shaanxi 716009,China
Abstract

The complex geological characteristics of Chang 612 reservoir in the exploration area in southern Ansai,Northern Shaanxi caused great difference in productivity of exploratory wells,which is currently the key factor restricting exploration and development. Based on the study of geological characteristics of reservoirs,systematic analysis was conducted from the refinement of sedimentary microfacies,division of diagenetic facies belts,and microscopic characteristics of reservoirs. It showed that the difference between sedimentary microfacies and diagenetic facies was the macro factor affecting the productivity difference of exploratory wells,and the difference in reservoir microscopic characteristics caused by heterogeneity was the micro-factor. Exploratory wells with medium and high yield are distributed in type Ⅰ submerged distributary channel. The diagenetic facies belt is in the chlorite film cementation-intergranular pore facies,and the reservoir has good physical properties with high intergranular pores and chlorite content. Low yield and water-producing exploratory wells are distributed in type Ⅱ submerged distributary channel and the lateral margin of channel. The diagenetic facies belt is in the feldspar dissolution facies,compaction and pressure dissolution-micropore facies,and carbonate cementation-dense facies. The reservoir has poor physical properties with low intergranular pores and chlorite content. In the exploration,oil bearing zones were optimized according to type Ⅰ submerged distributary channel and the distribution of chlorite film cementation-intergranular pore facies to guide the deployment of exploratory wells.

Keyword: exploration area in southern Ansai; Chang 612 oil bearing formation; productivity difference; sedimentary microfacies; diagenetic facies; reservoir microscopic characteristics
0 引言

陕北安塞南勘探区属于中生界内陆湖泊相碎屑岩含油系统, 主力开发层系为三叠系延长组长612油层, 但随着勘探开发的持续深入, 测井、录井等油气显示较好的井, 试油及投产产能差异却较大, 中高产井高达38.25 t/d, 低产井仅0.25 t/d, 个别井不出油或纯产水。复杂的油藏地质特征导致探评井产能差异大, 直接制约该勘探区的勘探与开发。前人对该勘探区沉积环境、成岩演化、储集层特征做了大量的工作[1, 2, 3, 4, 5, 6], 取得的成果却较少。在对长612油藏地质特征研究的基础上, 细化沉积微相、划分成岩相带及分析储集层微观特征, 探讨探评井产能差异的原因, 为建产有利区筛选奠定基础, 指导探评井及产建井的开发部署。

1 油藏地质特征

安塞南勘探区构造位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的中东部偏南处, 主力开发层系为三叠系延长组长612油层, 为曲流河三角洲前缘亚相沉积, 可细分为水下分流河道、分流间湾、河口坝、水下天然堤、席状砂五种微相类型。储集层岩性以灰色、褐灰色中细粒长石砂岩、细粒岩屑长石砂岩为主, 孔隙类型以残余粒间孔隙为主, 其次为长石溶蚀孔隙, 岩屑溶孔、微裂隙较少, 为低孔-特低渗储集层。

安塞南勘探区长612油藏主要为岩性油藏, 包括砂岩上倾尖灭岩性油藏和砂岩透镜体岩性油藏, 同时由于碳酸盐胶结, 可在局部形成物性封堵的非均质性油藏[7]。长612油藏油水分异不明显, 多数探评井试油以纯油或油水层为主, 产能较高, 但部分构造高或主砂带探评井试油产能较低或只产水。由于对上述探评井产能差异认识不清, 导致安塞南勘探区35%以上勘探部署井试油为低产油层或者水层, 落实探评井产能差异的因素是提高勘探部署成功率的关键。

2 探评井产能差异因素分析

产能影响因素主要分为地质因素与工程因素[8, 9, 10], 由于安塞南勘探区探评井压裂改造中, 压裂液性质、压裂参数、施工工艺等均相同或相近, 试油产能差异的主要原因来自地质因素方面[11]。

2.1 沉积微相对产能的控制作用

安塞南勘探区长612储集层主要发育三角洲前缘水下分流河道微相, 沉积厚度大, 砂体发育, 水下分流河道连片状分布。结合水动力强弱、河道纵向叠置形式、测井曲线形态, 进一步将水下分流河道细分为Ⅰ 类水下分流河道、Ⅱ 类水下分流河道。Ⅰ 类水下分流河道为多期次河道纵向叠加, 砂岩厚度大, 颗粒粗, 分选好, 测井相多为厚状箱形, 各期次水动力强且持续, 夹层不发育(图1); Ⅱ 类水下分流河道为单期次河道或多期夹杂泥质沉积河道, 河道规模小, 颗粒较细, 分选较差, 测井相多为钟型或叠置钟型, 夹层较发育(图2)。

图1 Ⅰ 类水下分流河道特征

图2 Ⅱ 类水下分流河道特征

安塞南勘探区长612储集层水下分流河道由北东-南西展布, Ⅰ 类水下分流河道主要发育在河道迁移叠置的地方, 多位于片状河道中心或较窄河道交汇处, Ⅱ 类水下分流河道主要发育在较窄河道中或河道边部位。通过长612储集层不同类型产能井与沉积微相叠合图看, 中高产井多位于Ⅰ 类水下分流河道, 低产井与水层井多位于Ⅱ 类水下分流河道、河道侧缘, 优势沉积微相对产能的控制作用明显(图3)。

图3 长612储集层不同类型产能井与沉积微相叠合图

2.2 成岩相对产能的控制作用

成岩相是在沉积相研究的基础上开展的, 是岩石现今具有的成岩特征, 主要包括碎屑成分、填隙物特征、孔隙结构特征等[12]。成岩相的发育受到成岩环境、成岩作用类型、成岩矿物等因素的影响[13]。成岩相可以直接反映储集层的储集性能及油的富集能力[14]。安塞南勘探区根据成岩作用及特征将长612储集层成岩相划分为绿泥石薄膜胶结-粒间孔相、长石溶蚀相、浊沸石溶蚀相、压实压溶-微孔相、碳酸盐胶结-致密相五种类型(图4)。

图4 安塞南勘探区长612储集层成岩相类型

通过扫描电镜、薄片及黏土矿物分析等资料, 结合储集层沉积微相、岩性、物性等资料, 综合研究分析可知, 不同类型成岩相在宏观参数、微观孔喉结构等方面存在一定差异。总体上, 绿泥石薄膜胶结-粒间孔相各项储渗表征参数表现最优, 表现其次的是长石溶蚀相、浊沸石溶蚀相, 表现较差的是压实压溶-微孔相、碳酸盐胶结-致密相。不同类型成岩相宏观参数特征(表1)显示, 绿泥石薄膜胶结-粒间孔相面孔率及物性表征最好, 岩性为中-细砂岩, 长石含量42.8%, 石英含量23.5%, 孔隙类型以粒间孔为主, 面孔率为6.7%, 主要分布于水下分流河道, 储集层孔隙度为11.7%, 渗透率为0.37 mD。与压实压溶-微孔相、碳酸盐胶结-致密相相比, 后者岩性为粉砂岩、泥质粉砂岩, 孔隙类型以晶间孔、微孔隙为主, 长石及石英含量基本无变化, 面孔率、孔隙度、渗透率均低于绿泥石薄膜胶结-粒间孔相, 面孔率低2.0%~2.6%, 孔隙度低3.1%~4.6%, 渗透率低0.14~0.18 mD, 主要分布于水下分流河道侧缘、分流间湾、水下分流河道砂顶部或底部。

表1 安塞南勘探区长612储集层不同类型成岩相宏观参数特征

不同类型成岩相微观孔喉结构特征(表2)显示, 绿泥石薄膜胶结-粒间孔相排驱压力为0.18 MPa, 孔喉半径为1.32 μ m, 分选系数为2.78, 歪度为0.245, 峰态为0.988, 均质系数为0.227。五类成岩相类型对比, 绿泥石薄膜胶结-粒间孔相孔喉结构特征表征相对最优, 表现其次的是长石溶蚀相、浊沸石溶蚀相, 表现较差的是压实压溶-微孔相、碳酸盐胶结-致密相。影响较大的关键参数为孔喉半径、排驱压力及分选系数, 歪度、峰态及均质系数略有变化。与绿泥石薄膜胶结-粒间孔相相比, 碳酸盐胶结-致密相及压实压溶-微孔相孔喉半径低1.24~1.30 μ m, 排驱压力高3.68~8.08 MPa, 分选系数低1.24~1.48, 均质系数低0.049~0.055, 歪度低0.047~0.067, 峰态低0.123~0.173。

表2 安塞南勘探区长612储集层不同类型成岩相微观孔喉结构特征

安塞南勘探区长612储集层绿泥石薄膜胶结-粒间孔相分布于水下分流河道的主河道部位, 长石溶蚀相、浊沸石溶蚀相分布于水下分流河道, 压实压溶-微孔相分布于水下分流河道侧缘与分流间湾, 碳酸盐胶结-致密相分布于水下分流河道致密处。通过长612储集层不同类型产能井与成岩相叠合图来看, 中高产井多处于绿泥石薄膜胶结-粒间孔相带, 低产井与水层井多处于长石溶蚀相、浊沸石溶蚀相、压实压溶-微孔相、碳酸盐胶结-致密相, 优势成岩相对产能起一定的控制作用(图5)。

图5 长612储集层不同类型产能井与成岩相叠合图

2.3 储集层微观特征对产能的控制作用

根据安塞南勘探区长612储集层不同类型产能井储集层填隙物分布、孔隙类型分布直方图(图6, 图7), 中高产井绿泥石含量高于低产井、水层井, 中高产井粒间孔含量高于低产井、水层井。

图6 长612不同产能储集层填隙物分布

图7 长612不同产能储集层孔隙类型分布

根据安塞南勘探区长612储集层不同类型产能井孔喉结构特征(表3), 中高产井孔喉半径中值平均为0.456 μ m, 孔喉半径均值平均为0.753 μ m, 分选系数平均为2.937, 结构系数平均为2.597, 均质系数平均为0.205, 排驱压力平均为0.248 MPa。水层井孔喉半径中值平均为0.242 μ m, 孔喉半径均值平均为0.317 μ m, 分选系数平均为2.376, 结构系数平均为1.529, 均质系数平均为0.225, 排驱压力平均为0.578 MPa。低产井孔喉半径中值平均为0.040 μ m, 孔喉半径均值平均为0.055 μ m, 分选系数平均为1.675, 结构系数平均为0.306, 均质系数平均为0.214, 排驱压力平均为2.736 MPa。总体上, 中高产井孔喉结构优于低产井、水层井。

表3 安塞南探区长612不同类型产能井储集层孔隙结构参数
3 矿产实践的应用效果

安塞南勘探区长612储集层为三角洲前缘亚相沉积, 平面发育多支水下分流河道砂体。通过综合分析油气成藏及产能差异的多项影响因素, 优选出有利的含油区带。2018年在安塞南勘探区优选出Q 208井区9.2 km2有利区带, 实施产建井97口(图8), 其中:位于主河道或叠置河道砂体、处于绿泥石薄膜胶结-粒间孔成岩相带区域的油井投产单井产能较好, 平均日产油2.25 t, 含水52.3%; 位于河道侧翼或河道间湾砂体、处于压实压溶-微孔相、碳酸盐胶结-致密相带区域的油井投产单井产能较低, 平均日产油0.65 t, 含水68.3%。这表明, 油井的单井产能差异与沉积微相、成岩相类型有较好的对应关系, 储集层的宏观及微观特征受沉积相、成岩相控制, 因而油藏产能差异与储集层的微观特征也有较好的对应关系。分流河道或叠置河道沉积砂体厚度大, 砂体分选好, 成岩作用的差异导致纵横向致密带及其相对优质储集层的形成, 绿泥石薄膜减缓压实, 保存孔隙, 储集层物性好; 而侧翼及间湾则相反, 主要沉积粉砂岩和泥质粉砂岩, 沉积砂体较薄且物性较差。因此, 建议安塞南勘探区长612油藏产建井及探评井应部署于Ⅰ 类水下分流河道与绿泥石薄膜胶结-粒间孔相带叠置区, 以利于提高钻井建产的成功率及生产效益。

图8 长612储集层建产效果与砂体叠合图

4 结论与建议

(1)安塞南勘探区长612储集层根据水动力强弱、河道纵向叠置形式、测井曲线形态, 将水下分流河道细分为Ⅰ 类水下分流河道、Ⅱ 类水下分流河道。中高产井多位于Ⅰ 类水下分流河道, 低产井与水层井多位于Ⅱ 类水下分流河道、河道侧缘, 有利沉积微相对产能的控制作用明显。

(2)安塞南勘探区长612储集层成岩相划分为绿泥石薄膜胶结-粒间孔相、长石溶蚀相、浊沸石溶蚀相、压实压溶-微孔相、碳酸盐胶结-致密相五种类型。中高产井多处于绿泥石薄膜胶结-粒间蚀相, 低产井与水层井多处于长石溶蚀相、浊沸石溶蚀相、压实压溶-微孔相、碳酸盐胶结-致密相, 有利成岩相对产能起一定的控制作用。

(3)安塞南勘探区长612储集层微观特征中, 中高产井绿泥石含量高于低产井、水层井, 粒间孔含量高于低产井、水层井, 孔喉结构优于低产井、水层井。

(编辑 卜丽媛)

参考文献
[1] 党永潮, 张龙, 曹丽. 陕北中东部长6油藏体系富集规律及分布特征[J]. 西北大学学报(自然科学版), 2008, 38(4): 637-641.
DANG Yongchao, ZHANG Long, CAO Li. A study on enrichment regularity and distributed feature of Chang 6 reservoir system, middle east of north Shaanxi[J]. Journal of Northwest University(Natural Science Edition), 2008, 38(4): 637-641. [本文引用:1]
[2] 张金亮, 司学强, 秦敬. 安塞油田王窑地区长6油层沉积微相研究[J]. 西北地质, 2003, 36(3): 62-71.
ZHANG Jinliang, SI Xueqiang, QIN Jing. Sedimentary microfacies of Chang 6 reservoir in Wangyao Area, Ansai Oilfield[J]. Northwestern Geology, 2003, 36(3): 62-71. [本文引用:1]
[3] 张金亮, 林辉, 司学强, 等. 鄂尔多斯盆地王窑地区上三叠统长6油层成岩作用研究[J]. 中国海洋大学学报(自然科学版), 2004, 34(4): 625-635.
ZHANG Jinliang, LIN Hui, SI Xueqiang, et al. Diagenesis of Chang 6 reservoir of Upper Triassic in Wangyao Area, Ordos Basin[J]. Journal of Ocean University of China(Natural Science Edition), 2004, 34(4): 625-635. [本文引用:1]
[4] 许永涛, 朱玉双, 张洪军, 等. 安塞油田王窑区长6储层特征及孔渗特性控制因素[J]. 石油地质与工程, 2011, 25(4): 25-28.
XU Yongtao, ZHU Yushuang, ZHANG Hongjun, et al. Reservoir characteristics and controlling factors on porosity and permeability of Chang 6 reservoir in Wangyao Area, Ansai Oilfield[J]. Petroleum Geology and Engineering, 2011, 25(4): 25-28. [本文引用:1]
[5] 李怒军, 吴志宇, 张金亮, 等. 安塞油田王窑区长6油层储层地质[J]. 西安石油学院学报(自然科学版), 1998, 13(4): 34-40.
LI Nujun, WU Zhiyu, ZHANG Jinliang, et al. Reservoir geology of Chang 6 oil bearing formation in Wangyao Area, Ansai Oilfield[J]. Journal of Xi'an Petroleum Institute(Natural Science Edition), 1998, 13(4): 34-40. [本文引用:1]
[6] 孙世华. 安塞油田长6储层有利沉积微相研究[J]. 石油天然气学报, 2008, 30(2): 225-228.
SUN Shihua. Favorable sedimentary microfacies of Chang 6 reservoir in Ansai Oilfield[J]. Journal of Oil and Gas Technology, 2008, 30(2): 225-228. [本文引用:1]
[7] 赵岳, 王延斌, 钟大康, 等. 致密砂岩储集层成岩演化与致密油充注成藏关系研究——以鄂尔多斯盆地延长组为例[J]. 矿业科学学报, 2018, 3(2): 106-118.
ZHAO Yue, WANG Yanbin, ZHONG Dakang, et al. Study on the relationship between tight sand stone reservoir diagenetic evolution and hydrocarbon reservoirs filling: A case from Yanchang Formation, Ordos Basin[J]. Journal of Mining Science and Technology, 2018, 3(2): 106-118. [本文引用:1]
[8] 董万平, 罗静兰, 周功才, 等. 镇泾油田长8与长6油层组产能影响因素分析[J]. 地球科学与环境学报, 2010, 32(2): 166-172.
DONG Wanping, LUO Jinglan, ZHOU Gongcai, et al. Factors affecting productivity of Chang 8 and Chang 6 oil bearing formations in Zhenjing Oilfield[J]. Journal of Earth Sciences and Environment, 2010, 32(2): 166-172. [本文引用:1]
[9] 黄力, 何顺利, 张小霞, 等. 超低渗透储层产能主要影响因素确定方法研究[J]. 科学技术与工程, 2010, 10(30): 7408-7413.
HUANG Li, HE Shunli, ZHANG Xiaoxia, et al. Research on determination of main factors . influencing reservoirs productivity of ultra-low permeability[J]. Science Technology and Engineering, 2010, 10(30): 7408-7413. [本文引用:1]
[10] 易超, 丁晓琪, 葛鹏莉, 等. 利用测井资料对镇泾油田长8油藏进行产能预测[J]. 岩性油气藏, 2010, 22(4): 104-108.
YI Chao, DING Xiaoqi, GE Pengli, et al. Productivity prediction of Chang 8 reservoir using well logging data in Zhenjing Oilfield[J]. Lithologic Reservoirs, 2010, 22(4): 104-108. [本文引用:1]
[11] 李涛, 张怀光, 曲春霞, 等. 安塞油田长10油藏初期产能地质影响因素分析[J]. 岩性油气藏, 2013, 25(6): 20-24.
LI Tao, ZHANG Huaiguang, QU Chunxia, et al. Analysis of factors influencing early productivity of Chang 10 reservoir in Ansai Oilfield[J]. Lithologic Reservoirs, 2013, 25(6): 20-24. [本文引用:1]
[12] 石玉江, 肖亮, 毛志强, 等. 低渗透砂岩储层成岩相测井识别方法及其地质意义——以鄂尔多斯盆地姬塬地区长8段储层为例[J]. 石油学报, 2011, 32(5): 820-828.
SHI Yujiang, XIAO Liang, MAO Zhiqiang, et al. An identification method for diagenetic facies with well logs and its geological significance in low-permeability sand stones: A case study on Chang 8 reservoirs in Jiyuan area, Ordos Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2011, 32(5): 820-828. [本文引用:1]
[13] 王峰, 陈蓉, 田景春, 等. 鄂尔多斯盆地陇东地区长4+5油层组致密砂岩储层成岩作用及成岩相[J]. 石油与天然气地质, 2014, 35(2): 199-206.
WANG Feng, CHEN Rong, TIAN Jingchun, et al. Diagenesis and diagenetic facies of Chang 4+5 tight sand stone reservoirs in Longdong area, Ordos Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2014, 35(2): 199-206. [本文引用:1]
[14] 任大忠, 孙卫, 魏虎, 等. 华庆油田长81砂岩储层成岩相特征[J]. 地质科技情报, 2014, 33(2): 72-79.
REN Dazhong, SUN Wei, WEI Hu, et al. Diagenetic factors of Chang 81 sand stone reservoir in Huaqing Oilfield[J]. Geological Science and Technology Information, 2014, 33(2): 72-79. [本文引用:1]